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AUTORITA’ PER L’ ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 18 dicembre 2007

AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 18 dicembre 2007 - Condizioni per la gestione della priorita' di dispacciamento relativa ad impianti di produzione da fonti rinnovabili in situazioni di criticita' del sistema elettrico nazionale. (Deliberazione n. 330/2007). (GU n. 22 del 26-1-2008- Suppl. Ordinario n.22)

AUTORITA’ PER L’ ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

DELIBERAZIONE 18 dicembre 2007

Condizioni per la gestione della priorita’ di dispacciamento relativa
ad impianti di produzione da fonti rinnovabili in situazioni di
criticita’ del sistema elettrico nazionale. (Deliberazione n.
330/2007).

L’AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 18 dicembre 2007
Visti:
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
la legge 23 agosto 2004, n. 239;
il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto
legislativo n. 79/1999);
il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387;
il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio
2004 recante criteri, modalita’ e condizioni per l’unificazione della
proprieta’ e della gestione della rete elettrica nazionale di
trasmissione (di seguito: decreto del Presidente del Consiglio dei
Ministri 11 maggio 2004);
il decreto del Ministro delle attivita’ produttive, di concerto
con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio
24 ottobre 2005, recante l’aggiornamento delle direttive per
l’incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
ai sensi dell’art. 11, comma 5, del decreto legislativo n. 79/1999
(di seguito: decreto ministeriale 24 ottobre 2005);
la deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas
(di seguito: l’Autorita) 30 dicembre 2004, n. 250/04 (di seguito:
deliberazione n. 250/2004);
la deliberazione dell’Autorita’ 24 marzo 2005, n. 50/2005 (di
seguito: deliberazione n. 50/2005);
la deliberazione dell’Autorita’ 29 aprile 2005, n. 79/2005 (di
seguito: deliberazione n. 79/2005);
la deliberazione dell’Autorita’ 7 luglio 2005, n. 138/2005 (di
seguito: deliberazione n. 138/2005);
la deliberazione dell’Autorita’ 23 febbraio 2006, n. 39/2006;
la deliberazione dell’Autorita’ 9 giugno 2006, n. 111/2006 (di
seguito: deliberazione n. 111/2006);
il documento per la consultazione 5 giugno 2007, atto n. 23/07
(di seguito: documento per la consultazione 5 giugno 2007);
il Codice di trasmissione e di dispacciamento di cui al decreto
del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 (di seguito:
il Codice di rete).
Considerato che:
l’art. 10, comma 10.1, della deliberazione n. 250/2004, con
riferimento alle unita’ di produzione direttamente connesse alla rete
di trasmissione nazionale, nonche’ per le unita’ di produzione
rilevanti non direttamente connesse alla rete di trasmissione
nazionale, stabilisce che il Codice di rete rechi, tra l’altro, i
criteri per l’individuazione, nonche’ i valori caratteristici delle
prestazioni funzionali per quanto riguarda:
a) i requisiti di flessibilita’, ivi incluse le condizioni di
avviamento, di presa di carico, di modulabilita’ della potenza attiva
e reattiva durante le fasi di avviamento e durante il funzionamento
in parallelo, di funzionamento in seguito a guasti esterni, di
funzionamento su porzioni isolate della rete di trasmissione
nazionale;
b) i limiti di variazione della frequenza e della tensione di
rete entro cui l’impianto deve rimanere connesso;
con la deliberazione 7 luglio 2005 l’Autorita’ ha avviato un
procedimento per la formazione di provvedimenti aventi ad oggetto
condizioni per la gestione della priorita’ di dispacciamento relativa
ad impianti di produzione da fonti rinnovabili in situazioni di
criticita’ del sistema elettrico nazionale;
con il documento per la consultazione 5 giugno 2007 l’Autorita’
ha indicato i propri orientamenti per la gestione della priorita’ di
dispacciamento relativa ad impianti di produzione da fonti
rinnovabili in situazioni di criticita’ del sistema elettrico
nazionale e, in particolare per la produzione da fonte eolica, circa:
a) la definizione degli obblighi di fornitura delle risorse per
la normale gestione operativa dell’interazione centrale-rete attuata
tramite azioni di controllo della potenza attiva/reattiva, resistenza
agli abbassamenti di tensione e gradualita’ di avviamento della
produzione (di seguito: azioni di regolazione e controllo);
b) la definizione degli obblighi di modulazione (in riduzione)
della produzione da fonte eolica sulla base di ordini di
dispacciamento impartiti da Terna in situazioni di criticita’ del
funzionamento del sistema elettrico (di seguito: azioni di
modulazione);
c) l’eventuale remunerazione per la fornitura delle risorse di
cui alle precedenti lettere a) e b);
d) la formazione di un adeguato segnale economico affinche’
Terna attui uno sviluppo del sistema di trasmissione finalizzato
all’incremento dello sfruttamento delle fonti rinnovabili;
in esito a tale processo di consultazione:
a) per quanto riguarda l’obbligo di installazione di
apparecchiature per l’attuazione di azioni di regolazione e
controllo, la maggior parte dei soggetti interessati non si e’
dimostrata contraria alla possibilita’ di installazione di
aerogeneratori con capacita’ di regolazione e controllo facendo,
pero’, osservare che:
i. l’obbligo di installazione di apparati per la regolazione
e il controllo della produzione dovrebbe essere stabilito solo in
seguito all’adozione del provvedimento dell’Autorita’ (anziche’ fare
riferimento alla data di pubblicazione dell’appendice 6 alla norma
CEI 11-32 come data dalla quale poter far decorrere l’applicabilita’
delle condizioni indicate nella medesima appendice) e a fronte di una
reale necessita’ di sistema debitamente documentata da Terna;
ii. l’incidenza reale dei costi degli apparati di regolazione
e controllo sul costo totale di investimento risulta in linea con
quanto indicato dall’Autorita’ (dal 2% al 4%) nel caso di
equipaggiamento «all’origine», vale a dire in sede di prima
installazione dei macchinari. Richieste di adeguamento di impianti
esistenti, comporterebbero incidenze ben maggiori (non meglio
quantificate);
iii. la regolazione e il controllo della produzione eolica e’
una realta’ consolidata in Paesi esteri dove, pero’, il livello di
penetrazione dell’eolico in termini di potenza si aggira attorno a
livelli pari al 10%-20% (in Italia, la penetrazione eolica e’ di
circa lo 0,9 % a livello complessivo);
b) per quanto riguarda l’attuazione di azioni di modulazione
della produzione eolica, si e’ registrato un consenso circa quanto
indicato dall’Autorita’ sulle azioni di modulazione della produzione
eolica che dovrebbero essere effettuate unicamente in condizioni di
emergenza. Inoltre, viene fatto rilevare che il ricorso a tali azioni
dovrebbe essere effettuato in ultima istanza una volta esaurite tutte
le possibili azioni che contemplano l’utilizzo di risorse offerte
approvvigionate nel mercato per i servizi di dispacciamento;
c) per quanto riguarda l’eventuale remunerazione delle azioni
di modulazione, e’ emerso un chiaro orientamento a favore della
remunerazione di tali azioni secondo la modalita’ che prevede la
valorizzazione (al valore di mercato) dell’energia elettrica non
prodotta a causa delle azioni di modulazione imposte da Terna. In
pratica e’ stata riscontrata una posizione praticamente univoca circa
alla valorizzazione dell’energia elettrica non prodotta al prezzo
vendita nel mercato del giorno prima. Inoltre, e’ stato sottolineato
che le modalita’ di attuazione delle azioni di modulazione imposte da
Terna hanno differenti impatti, in termini di costi dei sistemi di
controllo: in particolare e’ stato evidenziato che detti costi
aumentano in ragione della riduzione del tempo di preavviso, in
quanto risulta necessario installare centri di controllo e funzioni
di ottimizzazione e controllo dedicati;
d) per quanto riguarda la formazione di un adeguato segnale
economico affinche’ Terna attui uno sviluppo del sistema di
trasmissione finalizzato allo sfruttamento delle fonti rinnovabili,
e’ emerso chiaramente il fatto che le esigenze di regolazione,
controllo e modulazione sono rapportabili direttamente al volume di
azioni attuate da Terna (e anche, per quanto riguarda gli impianti di
produzione connessi alle reti di distribuzione, dalle imprese
distributrici) mirate allo sviluppo della rete e, in particolare,
delle interconnessioni tra zone della rete rilevante;
e) l’ipotesi di rapportare la remunerazione delle azioni di
modulazione alla reale capacita’ previsionale della produzione eolica
ha incontrato un’opposizione derivante dal fatto che l’attivita’
previsionale e’ ancora soggetta a rilevanti errori. Inoltre, poiche’
lo sviluppo della capacita’ previsionale potrebbe configurarsi quale
servizio offerto al sistema, sarebbe opportuno introdurre anche
modalita’ di remunerazione «premianti» e non solo «penalizzanti» per
i produttori. Infine, e’ stato fatto rilevare che l’attivita’
previsionale risulterebbe tanto piu’ attendibile quanto piu’
effettuata per zone di rete rilevante;
f) l’ipotesi di remunerazione amministrata delle azioni di
modulazione basata sull’integrazione dei mancati ricavi fino al
livello di costi riconosciuti di impianto non ha trovato condivisione
stante l’effettiva difficolta’ legata alla definizione del costo
riconosciuto e all’attuazione pratica di un simile regime di
remunerazione.
Considerato che:
con la deliberazione n. 79/2005, in sede di prima verifica del
Codice di rete, l’Autorita’ aveva sta…

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